Categoría: Industria

Organismos como la NOAA y el IDEAM han alertado sobre la posible llegada de un nuevo Fenómeno de El Niño, incluso con mayor intensidad.

Colombia enfrenta un panorama cada vez más exigente para su sistema eléctrico. El crecimiento de la demanda, la variabilidad climática y los retrasos en proyectos de generación han incrementado la presión sobre la oferta.

En este contexto, la Respuesta de la Demanda se consolida como una herramienta clave para mitigar riesgos y aportar estabilidad al sistema.

Este mecanismo, utilizado en mercados eléctricos modernos, permite equilibrar el sistema no solo desde la generación, sino también desde el consumo, incentivando a grandes y medianos usuarios a reducir su demanda en momentos estratégicos. Así, se disminuye la presión sobre el sistema, se optimizan costos y se fortalece la confiabilidad del servicio.

“La demanda no es pasiva; es un activo energético capaz de aportarle estabilidad al sistema en momentos críticos. Su gestión, lejos de ser un recurso marginal, puede convertirse en una capacidad real, comparable a una planta de generación, distribuida en cientos de puntos de consumo y a un costo eficiente para el sistema”, afirmó Mateo Porras, gerente General de Julia RD.

Durante el pasado Fenómeno de El Niño de 2023–2024, Julia RD evidenció el potencial de este mecanismo al lograr reducciones por 38 GWh, equivalentes al consumo mensual de más de 200.000 hogares, y alcanzar disminuciones de hasta 70 MW, una capacidad comparable con la de una planta de generación mediana.

Estos resultados ratifican que la demanda puede operar como un recurso energético real para el país. Por eso, ante la posibilidad de un eventual “Súper Niño”, su papel adquiere relevancia, al ofrecer una alternativa rápida, eficiente y efectiva para reducir el riesgo de desbalances en el sistema.

“Colombia ya no enfrenta solo una coyuntura climática. Estamos ante un desafío estructural en materia de seguridad energética. El país ya demostró que la Respuesta de la Demanda funciona; ahora el reto es convertirla en una herramienta permanente dentro de la política energética”, agregó Porras.

Julia RD es una empresa colombiana especializada en el mercado de Respuesta de la Demanda. Fundada hace nueve años, se ha consolidado como un agregador de demanda del país, con un modelo basado en la comercialización de reducciones de consumo y en la transformación de la flexibilidad energética en un recurso estratégico para el sistema.

Actualmente, la compañía agrupa a más de 80 clientesen más de 300 puntos de consumo a nivel nacional y lidera los mayores volúmenes de reducción efectiva en momentos críticos. Además, representa al mayor número de usuarios ante el operador del mercado.

La gestión de la compañía ha sido reconocida con el Premio Nacional de Eficiencia Energética Andesco 2025 y con su condición de finalista en los Premios Portafolio 2025, en la categoría de Innovación, reconocimientos que respaldan la solidez de su propuesta.

“En Julia RD transformamos la flexibilidad energética de las empresas —su capacidad de ajustar y reducir su consumo— en un activo que genera valor para el cliente y, al mismo tiempo, aporta estabilidad al sistema eléctrico nacional”, señaló el ejecutivo.

El Grupo Ecopetrol desarrolló su propio sistema inteligente de toma de decisiones energéticas: el Centro Autónomo de Despacho de Energía (CADE) o también conocido como el “cerebro energético”.

Este proyecto construido junto con ISA, permitirá a las empresas del Grupo acceder a la mejor combinación entre la energía que autogenera y la que compra a la red, para atender sus operaciones.

De esta manera, el Grupo Ecopetrol podrá elegir, desde una sola plataforma, la fuente, la hora y la cantidad al menor costo, integrando autogeneración, fuentes renovables y el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

El CADE ya tiene resultados concretos. En el campo Rubiales, desde marzo de 2026 se gestionan 173 MW de energía en cinco centros de generación y en el SIN, que cubre el 20% de la demanda del Grupo Empresarial, esto equivale a suministrar fluido eléctrico a cerca de un millón de hogares.

Hay que tener en cuenta que la energía representa el 20% del costo de producir un barril de petróleo y después es el principal gasto operativo en la producción y refinación de la materia prima.

El Grupo cuenta con cerca de 1,4 GW de potencia térmica y un portafolio renovable potencial superior a 2 GW. Con el CADE podrá elegir cada día la combinación más eficiente de fuentes, para reducir costos, emisiones y riesgos en el suministro.

Se proyecta reunir 931 MW adicionales, lo que cubrirá el 80% de la energía que requiere el Grupo Ecopetrol en Colombia, distribuido de la siguiente manera: Orinoquía (233 MW), Huila (69 MW), Portón del Sol (129 MW) y las refinerías (500 MW).

Para el desarrollo del CADE se han capacitado 60 trabajadores en operación energética, herramientas digitales, apropiación y activación del modelo, para lograr una gestión más integrada, oportuna y basada en datos.

“Este «cerebro energético» no es solo una herramienta operativa, es un hito tecnológico y un activo estratégico que permitirá a Ecopetrol tomar decisiones con datos, mejorar su eficiencia, asegurar su sostenibilidad, fortalecer su competitividad y generar valor para el país”, indicó Juan Carlos Hurtado Parra, presidente (e) de Ecopetrol.

La irrupción de la Inteligencia Artificial ha multiplicado los ciberataques a las infraestructuras productivas, y uno de los objetivos de los delincuentes son las redes energéticas.

Por: MARTÍN ROSAS

El día de Añoviejo de 2025 fue la fecha escogida por hackers prorrusos para lanzar un ataque informático dirigido a la infraestructura energética de Polonia, con el objetivo de interrumpir el suministro eléctrico y provocar un apagón generalizado. 

Aunque el Gobierno polaco repelió con éxito el incidente, estuvo “muy cerca” de provocar un blackout. Esto en medio de un clima extremadamente frío que aumentaba la demanda energética.

Según el viceprimer ministro y ministro de Digitalización, Krzysztof Gawkowski, la ofensiva digital de los últimos días de 2025 fue “el ataque más potente contra el sistema energético en años”, que buscaba paralizar las comunicaciones entre instalaciones generadoras y los operadores de la red eléctrica nacional.

Justamente, este fue uno de los casos presentados en el Fortinet OT Security Summit, realizado a finales de abril en Bogotá, con el objetivo de llamar la atención sobre los riesgos de ciberataques a los que están expuestos los entornos industriales y las infraestructuras críticas, y cómo preparase para repelerlos.0

Roberto Suzuki, director Sénior de Tecnología Operacional en Fortinet para América Latina y el Caribe, señaló que la automatización y la digitalización de las operaciones hacen que sistemas que antes estaban totalmente aislados ahora están de alguna forma conectados a ambientes externos.

Anteriormente, las Tecnologías de Información (IT) y las Tecnologías de Operación (OT) operaban de forma aislada, pero con la llegada de la Industria 4.0 y 5.0 se han integrado, con recursos que normalmente están en la nube o compartiendo los mismos servidores.

“Ahora hay mucho tema de utilización de OT que, por definición, están conectados a Internet. Entonces, cuantos más sistemas digitales tengamos, conectividades que antes no existían, hace que haya un mayor potencial para el ataque cibernético. Hay un crecimiento de lo que llamamos ‘superficie de ataque”, dice Suzuki.

Esa es una de las razones del crecimiento exponencial de los ciberataques a entornos productivos, que antes no eran blanco de los delincuentes porque estaban desconectados. “Creo que por ahí va la principal preocupación de la industria”, señala el ejecutivo.

Suzuki comenta que si bien, a último momento, Polonia logró detener el ataque, tuvieron alrededor de 35 sitios de generación de energía renovable, tanto eólica como solar, que fueron atacados. Y en algunos casos llegaron a perder el control total de las plantas.

“Normalmente se piensa que los ciberataques impactan la parte corporativa, servidores de correos, bases de datos, etcétera, pero el de Polonia fue un caso donde los atacantes lograron entrar en el entorno de producción, y lograron deshabilitar equipos que están conectados directamente al sistema eléctrico. Llegaron al punto de deshabilitar los equipos, literalmente se convirtieron en ladrillos, y tuvieron que ir a cada sitio para reemplazar los que lograron dañar”.

Cómo está el sector energético latinoamericano

En América Latina un factor positivo es que el sector energético es uno de los pocos que está regulado. Eso hace que las compañías trabajen en implementar los controles mínimos para cumplir con la regulación.

“Colombia tiene el Consejo Nacional de Operación (CNO), que es la entidad que genera los acuerdos para regular cómo las compañías tienen que implementar ciberseguridad. Chile y Brasil son otros ejemplos, pero aparte de estos son pocos los países que tienen un marco regulatorio que incorpora la ciberseguridad”, dice Suzuki.

Recomendaciones para blindar la operación

El ejecutivo señala que hay tres áreas importantes donde las compañías tienen que estar preparadas. La primera es tener una buena segmentación digital del mundo corporativo con el mundo productivo.

“Muchas veces nos encontramos con que la red está compartida, el mismo servidor de correos comparte la misma red con el servidor SCADA que controla la producción. El riesgo es que, si alguien logra entrar por un sistema, un archivo de office infectado inmediatamente puede brindar acceso al sistema SCADA. Entonces, con segmentación, aunque todo vaya mal en el área IT, la OT seguirá funcionando”, dice.

La segunda es la parte de accesos. “Vemos que todavía se brinda acceso remoto a un tercero de forma insegura. Y aunque hay herramientas para controlarlo, no da garantías de que la persona que está del otro lado no está utilizando una máquina infectada. Entonces, controlar el acceso de terceros o de personas remotas es el número dos.”

La tercera es pensar que quizá el problema ya esté dentro de la red. Por ejemplo, un usuario o un técnico que para hacer mantenimiento de una máquina instala o enchufa una memoria USB infectada.

“Tener formas de proteger los sistemas desde adentro para garantizar que las máquinas estén protegidas, sería el tema número tres para tener un conjunto básico de herramientas de ciberseguridad implementadas”, señala.

La IA: aumento exponencial del riesgo

Pero lo peor está por verse. La llegada de la Inteligencia Artificial (IA) multiplicó exponencialmente los ataques. Según Suzuki, Fortinet, con presencia en 150 países, atiende diariamente más de un billón de ciberataques generados con IA.

“La IA está cambiando en general todas las vidas, y en particular tiene impactos en el mundo de la ciberseguridad. Y una de las recomendaciones es evaluar cómo utilizar la IA para la defensa.

“Los ciberatacantes tienen una ventaja, porque pueden implementar y si les va mal intentan otra y otra vez. Para los ciberdelincuentes, un intento exitoso es suficiente, mientras que para quien está en la defensa tiene que tener varias capas de protección y ser exitoso en todas ellas”, dice Suzuki.

La IA potencia la probabilidad de que los atacantes descubran vulnerabilidades de una forma más rápida. Esto es importante para las empresas del sector energético, porque es una infraestructura crítica para los países. El objetivo es utilizar la IA para no ser impactados por esos ataques.

Polonia logró sortearlo en el pasado 31 de diciembre, pero ningún país debería sentirse seguro.

La operación, sujeta a aprobaciones regulatorias, consolida la presencia del Grupo en uno de los mercados más estratégicos de América Latina, con activos que suman más de 1.000 kilómetros de líneas de transmisión y 15 subestaciones.

El Grupo Energía Bogotá (GEB) anunció que, a través de su filial Gebbras Participações Ltda., alcanzó un acuerdo con su socio Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Axia Energia) para adquirir el 49% restante de participación en cuatro sociedades concesionarias de transmisión de energía en Brasil.

Con esta transacción, el Grupo pasará a ser propietario del 100% del capital accionario de Goiás Transmissão S.A., MGE Transmissão S.A., Transenergia Renovável S.A. y Transenergia São Paulo S.A., consolidando su posición en un mercado clave para el desarrollo de infraestructura energética en la región.

El cierre de la operación, sin embargo, está condicionado al cumplimiento de los términos habituales y a la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes en Brasil, incluyendo las de la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) y el Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE).

Los activos involucrados en la transacción representan una plataforma relevante dentro del sistema eléctrico brasileño. En conjunto, operan 1.086 kilómetros de líneas de transmisión en niveles de tensión de 500 kV, 345 kV, 230 kV y 138 kV, además de 15 subestaciones ubicadas en estados estratégicos como Espírito Santo, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais y São Paulo.

Desde el punto de vista financiero, las concesiones registran ingresos cercanos a los 280 millones de reales brasileños (RAP 2025/2026), equivalentes a aproximadamente US$56 millones, y proyectan un EBITDA bajo estándares IFRS de 212 millones de reales (US$42 millones) para 2025, lo que evidencia la solidez y estabilidad de estos activos dentro del portafolio del Grupo.

Esta adquisición se enmarca en la estrategia de expansión y consolidación de GEB en el negocio de transmisión en Brasil, uno de los mercados más dinámicos y competitivos del continente en materia energética.

En esa línea, el presidente del Grupo, Juan Ricardo Ortega, insistió en la importancia de construir plataformas sólidas que garanticen confiabilidad y crecimiento sostenible en el tiempo. “Este paso refleja una visión clara: consolidar activos estratégicos que no solo fortalezcan nuestra presencia en Brasil, sino que nos permitan seguir aportando a sistemas eléctricos más robustos, confiables y preparados para los desafíos de la transición energética”, señaló.

GEB en Brasil: una plataforma que gana escala

La transacción se apalanca en una presencia ya consolidada del Grupo en Brasil, donde participa en 13 concesiones que superan los 5.200 kilómetros de redes de transmisión, posicionándose como el quinto actor del país en este segmento. Este crecimiento ha estado respaldado por alianzas estratégicas, entre ellas su participación en Argo Energía junto a Redeia de España.

Finalmente, el Grupo señaló que, “con un modelo basado en ingresos estables de largo plazo y un sistema que ya supera los 180.000 kilómetros de redes, Brasil se consolida como un eje estratégico para el crecimiento del GEB, respaldando movimientos como la toma de control total de estas concesiones.”

El mercado mundial del carbón mantiene su peso en la matriz energética y en la industria, mientras Colombia enfrenta caídas en producción, exportaciones e ingresos por factores internos y externos.

El carbón continúa como uno de los pilares del sistema energético mundial, según el más reciente informe del comportamiento y perspectivas de mercado de los carbones y el coque, elaborado por la Federación Nacional de Productores de Carbón (Fenalcarbon).

Efectivamente, en 2025, los combustibles fósiles representaron el 86,7% de la energía primaria mundial y el carbón aportó el 27,9% de la generación eléctrica global.

La producción mundial de carbón alcanzó 9.123 millones de toneladas, con una leve caída frente a 2024, cuando se produjeron 9.231 Millones de toneladas. China lideró con el 53% del total, seguida por India e Indonesia. En paralelo, Estados Unidos retomó niveles de producción tras un mínimo histórico reciente.

El consumo muestra una tendencia estable. La participación del carbón en la matriz energética disminuye, pero el volumen total se mantiene. Este comportamiento responde al crecimiento de la demanda eléctrica en economías emergentes.

Asia concentra la dinámica del mercado. La demanda en China e India compensa la reducción en Europa, donde las importaciones cayeron 19,6% en 2025. En ese continente, el carbón cumple una función de respaldo dentro de matrices con mayor presencia de renovables y nuclear.

Precios y comercio

Los precios del carbón térmico registraron una caída en 2025, con valores entre 99 y 112 dólares por tonelada. Esta tendencia respondió a la acumulación de inventarios y a la oferta de carbón ruso a precios bajos.

Para 2026, el informe anticipa un aumento en los precios de los energéticos. La reducción de inventarios y las tensiones en Medio Oriente inciden sobre la oferta global de hidrocarburos, lo que refuerza el papel del carbón como fuente de respaldo.

El comercio internacional de carbón térmico alcanzó 1.180 millones de toneladas, con una caída de 8,5% frente a 2024. La mayor producción interna en China e India explica parte de esta reducción.

En este contexto, el mercado global apunta a una estabilización del consumo en torno a 8.900 millones de toneladas anuales en el corto plazo.

Carbón metalúrgico y coque

Por su parte, el carbón metalúrgico registró una contracción en 2025 por la menor producción de acero y altos niveles de inventarios. Las exportaciones globales sumaron 357 millones de toneladas, con una caída de 2,19% frente a 2024.

Australia y Mongolia lideran este mercado con el 57% de las exportaciones. India muestra el mayor crecimiento en la demanda, impulsada por su expansión industrial.

Para 2026, se proyecta un aumento en la oferta desde Rusia y Estados Unidos. Los precios podrían ubicarse entre 235 y 245 dólares por tonelada.

En el caso del coque, el mercado enfrenta un exceso de oferta, con fuerte presencia de China e Indonesia. La producción global se ubicaría en torno a 680 millones de toneladas.

Los precios se mantuvieron bajos durante 2025, con un leve repunte hacia finales del año. Para 2026, el escenario apunta a estabilidad con alta influencia de factores geopolíticos.

Colombia: caída en producción y exportaciones

El sector carbonífero colombiano registró una reducción en 2025. La producción total de carbón térmico, metalúrgico y coque alcanzó 53,9 millones de toneladas, el nivel más bajo en más de dos décadas.

Las exportaciones también disminuyeron. El país vendió 46 millones de toneladas de carbón térmico, con una caída de 21,8% frente a 2024.

En términos de ingresos, las exportaciones sumaron cerca de 4.000 millones de dólares, lo que representó el 7,7% del total nacional. Esta cifra implica una reducción de 31,8% frente al año anterior.

No obstante, Colombia mantiene una participación cercana al 5% en el mercado internacional, con presencia en destinos como India, Corea del Sur y Japón.

El informe identifica varios factores que inciden en la caída del sector carbonífero en Colombia. Entre ellos, el aumento de la carga fiscal, la volatilidad cambiaria y el incremento en los costos logísticos.

El transporte hacia puertos presenta costos elevados frente a otros países exportadores, lo que reduce la competitividad nacional en un entorno de precios bajos. También se registran efectos por medidas regulatorias, restricciones a exportaciones hacia algunos mercados y problemas de orden público.

A nivel interno, la demanda de carbón térmico se mantuvo baja durante 2025 por la alta generación hidroeléctrica, que cubrió más del 90% de la demanda eléctrica en varios periodos.

Perspectivas: estabilidad global y presión local

El mercado internacional del carbón no muestra señales de una caída abrupta en el corto plazo. La demanda global se mantiene, impulsada por el crecimiento económico y la necesidad de energía base.

En Colombia, el escenario depende en gran medida de factores internos. El informe señala que la competitividad del sector se define más por la política pública que por la demanda internacional.

Para 2026 se anticipa un entorno de presión para los productores nacionales. El posible aumento en la demanda interna, asociado a la escasez de gas y a fenómenos climáticos como el Fenómeno de El Niño esperado para fines de año, podría generar un ajuste en el consumo local.

El sector carbonero enfrenta así un doble escenario: estabilidad en el mercado global y desafíos en el frente interno.

Mientras Colombia marchita su industria de hidrocarburos, Venezuela la quiere reactivar en un nuevo entorno geopolítico bajo la tutela de Estados Unidos.

Los conflictos geopolíticos y la gran demanda de energía de las nuevas tecnologías, principalmente la IA y los data centers, han puesto a la seguridad energética como prioridad en las agendas de las naciones.

Pero, mientras el resto del mundo ve en los hidrocarburos un seguro energético y una fuente de ingresos, Colombia es prácticamente el único país que ha decidido marchitar el sector por razones ideológicas del Gobierno.

Las cifras así lo demuestran. Mientras en 2020 la producción promedio de petróleo del país era de 780 mil barriles por día (KBD), en 2025 fue de 746 KBD.

El caso del gas natural es más dramático. Mientras en 2020 la producción comercializada fue de 1.041 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), en 2025 fue de 794 MPCD (-26%) y en el primer bimestre de 2026 cayó a 692 MPCD, lo cual llevó a que este año las importaciones del energético cubran el 21,5% de la demanda.

En contraposición, países de la región como Guyana, Argentina, Brasil, México y ahora Venezuela, han decidido reactivar la industria de hidrocarburos y ponerla como prioridad en sus agendas de política pública.

Por eso, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) realizó a finales de abril la sexta versión de la Misión Empresarial, esta vez a Venezuela, donde participaron 50 empresas del sector.

Adicionalmente, el gremio lideró en Caracas el Foro “Oportunidades en Venezuela”, con participación de empresas, gremios y expertos, donde se identificaron oportunidades de articulación con compañías locales y se analizó el crecimiento en las actividades de Exploración y Producción, en un contexto en el que la producción petrolera del país vecino ha registrado un crecimiento anual del 18%, alcanzando en diciembre de 2025 una producción de alrededor de 1,2 millones de barriles por día.

Recordemos que al momento de llegar el socialismo del siglo XXI al poder, Venezuela teníamuna producción de 3,5 millones de barriles diarios.

“Para alcanzar la meta de producción de 1,37 millones de barriles por día a diciembre de 2026, Venezuela requiere un incremento en la actividad de equipos de perforación y reacondicionamiento. De manera complementaria, es necesario fortalecer la capacidad de generación de energía, el mantenimiento de la infraestructura operativa y la disponibilidad de capital humano capacitado”, dijo Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de Campetrol.

Castañeda agregó que en la actualidad Venezuela solo tiene tres taladros de perforación, pero necesita 150 para impulsar su producción; mientras, en Colombia, de 30 taladros de perforación la mitad ya salieron a otros países, sin esperanza de que retornen en las actuales condiciones.

La Misión de Caracas corresponde a la sexta versión organizada por Campetrol, tras su participación en Guyana, Argentina, Brasil, Ecuador y México en el último año. Estos espacios están orientados a identificar oportunidades para las empresas colombianas de bienes y servicios, y al relacionamiento y desarrollo de negocios en el sector.

Y es que América Latina atraviesa una reconfiguración energética en la que Venezuela comienza a recuperar su relevancia como actor estratégico, especialmente con la nueva Ley de Hidrocarburos. De acuerdo con PDVSA, en diciembre de 2025 la producción de petróleo superó los 1.200 KBPD (1,6 veces la producción de Colombia en 2025). El petróleo financia ya más de la mitad del presupuesto del Estado venezolano, y las exportaciones de febrero (788.000 barriles) duplicaron las de enero.

En la misma dirección, la producción de gas natural en Venezuela alcanzó niveles superiores a 4.120 MPCD (5,2 veces la producción comercializada de Colombia en 2025), evidenciando una recuperación sostenida del sector.

El caso del gas natural en Venezuela es particular, pues del total de la producción solo consume la mitad, principalmente para generación, petroquímica, industria y vehicular. Alrededor de 2.000 millones de pies cúbicos diarios (casi tres veces el consumo de Colombia) se ventea o se quema en las teas de los campos.

Según la OPEP, Venezuela cuenta con 303.221 millones de barriles en reservas probadas de petróleo (149 veces las reservas probadas de Colombia), las mayores del mundo, equivalentes a cerca del 17% del total global; así como un potencial significativo en gas natural, lo que refuerza el papel estratégico que podría jugar el país bolivariano en el abastecimiento energético regional.

Cómo señala un analista internacional: Colombia pasó de ser solución potencial de diversificación energética a un riesgo interno. Mientras el mundo se blinda, Colombia se expone.

El crecimiento acelerado de la inteligencia artificial está impulsando una nueva generación de infraestructura digital a escala global.

La inteligencia artificial está redefiniendo la manera en que se diseñan y operan los centros de datos. A diferencia de las infraestructuras tradicionales, los entornos preparados para IA requieren mayores densidades de cómputo, nuevas arquitecturas energéticas y sistemas avanzados de refrigeración, lo que está impulsando cambios estructurales en la industria.

Schneider Electric, NVIDIA y AVEVA presentaron una hoja de ruta técnica para estandarizar el ciclo de vida de las infraestructuras de IA de próxima generación. El anuncio se centra en la creación de planos validados (blueprints) que permiten diseñar y operar «Fábricas de IA» a escala de gigavatios, abordando los desafíos críticos de simulación y mantenimiento que enfrentan los centros de datos modernos.

Además, el uso de gemelos digitales permite crear réplicas virtuales exactas de las instalaciones para probar y optimizar su funcionamiento antes de construirlas, lo que reduce riesgos y acelera su puesta en marcha.

Finalmente, se están integrando herramientas de IA avanzada que actúan como «asistentes inteligentes» para detectar y resolver fallas técnicas en los equipos de forma autónoma. Con estos avances, ambas compañías definen una nueva forma de construir infraestructura industrial que prioriza el ahorro de energía y la capacidad de crecimiento.

Nuevo diseño para centros de datos de IA

El nuevo diseño para centros de datos de IA basado en NVIDIA Vera Rubin establece una guía técnica para implementar infraestructura capaz de soportar cargas de cómputo de alta densidad, integrando de manera eficiente energía y refrigeración.

Validado por Schneider Electric en conjunto con NVIDIA, este modelo incorpora mejoras como el uso de voltajes más altos para optimizar la distribución eléctrica, sistemas de enfriamiento que permiten operar a temperaturas de hasta 45°C reduciendo el consumo energético, y una nueva organización de racks que mejora el rendimiento al compartir recursos sin comprometer la estabilidad eléctrica.

Además, el diseño permite aumentar la productividad, generando más capacidad de procesamiento con menor consumo, y ha sido previamente validado mediante simulaciones digitales avanzadas que optimizan el comportamiento térmico y energético antes de su implementación.

Nueva arquitectura de Gemelo Digital para Fábricas de IA

La nueva arquitectura de gemelo digital desarrollada por AVEVA en conjunto con NVIDIA introduce un enfoque de ciclo de vida completo para optimizar el diseño, la simulación y la operación de fábricas de inteligencia artificial a gran escala.

En este marco, Schneider Electric impulsa la creación de activos “SimReady” y gemelos digitales sobre NVIDIA Omniverse, integrando herramientas avanzadas de ingeniería que permiten ejecutar simulaciones multidominio —como dinámica térmica, flujo de aire y controles— antes de la construcción física. Esto no solo acelera el “time-to-token”, sino que también reduce riesgos, optimiza decisiones de diseño y mejora la eficiencia operativa desde etapas tempranas del proyecto.

En paralelo, Schneider Electric avanzó en pruebas con el modelo NVIDIA Nemotron para habilitar capacidades de gestión de alarmas mediante IA agéntica, utilizando datos IoT en tiempo real para diagnosticar problemas, identificar causas raíz y recomendar acciones de forma autónoma.

Este desarrollo permite una resolución más rápida y precisa, reduce intervenciones innecesarias y fortalece la resiliencia operativa. Estos avances se suman a una colaboración continua entre las compañías, que incluye iniciativas recientes como la participación en la Alliance for OpenUSD, el impulso a arquitecturas de energía de 800 VCC y el desarrollo de diseños de referencia para plataformas avanzadas de cómputo de IA.

EPM fortalece el sistema eléctrico de Antioquia, con la culminación de obras de modernización y ampliación en tres subestaciones estratégicas: Doradal, Necoclí y Dabeiba.

Los trabajos realizados en estas subestaciones fortalecen la infraestructura eléctrica en distintas subregiones de Antioquia y benefician a más de 27.000 usuarios en Puerto Triunfo (corregimiento Doradal), Necoclí y Dabeiba. Esto contribuye a mejorar la atención a hogares, comercios, servicios y actividades productivas.

En la subestación Doradal, ubicada en el municipio de Puerto Triunfo, EPM concluyó un proyecto que permitió renovar los equipos necesarios para recibir, controlar y distribuir la energía hacia hogares y comercios de la zona.

Esta modernización, que contó con una inversión aproximada de 12.500 millones de pesos, beneficia a 4.719 usuarios y se refleja en un servicio más estable y con menor riesgo de fallas e interrupciones.

En la subestación Necoclí, en el norte de Urabá, EPM adelantó obras para aumentar la capacidad del sistema eléctrico y prepararlo para el crecimiento del municipio y la región.

Estos trabajos incluyeron la instalación de un nuevo transformador, la ampliación de la capacidad para manejar mayor demanda de energía y la construcción de un edificio desde donde se supervisa y controla la operación de la subestación.

Con una inversión cercana a 8.500 millones de pesos, las mejoras benefician actualmente a 14.879 usuarios, lo que facilita la conexión de nuevos clientes y mejora la continuidad del servicio.

En la subestación Dabeiba, ubicada en el casco urbano de la localidad, EPM llevó a cabo obras para optimizar la distribución de la energía, mediante la modernización de los sistemas que permiten controlar, proteger y operar la subestación.

Gracias a una solución técnica que optimiza el uso del espacio disponible, esta intervención fue posible con una inversión aproximada de 2.300 millones de pesos y beneficia a 8.281 usuarios, quienes hoy cuentan con una infraestructura eléctrica más segura, flexible y estable.

Compromiso con el futuro energético de Antioquia

La culminación de estas obras refuerza la capacidad del sistema eléctrico para responder a la demanda actual y futura, reducir la frecuencia y duración de las interrupciones, mejorar los tiempos de respuesta ante contingencias y brindar mayor seguridad a las personas y a las instalaciones.

EPM reafirma su compromiso con un sistema eléctrico más robusto, confiable y eficiente, que respalde la competitividad, el bienestar y la calidad de vida de los habitantes de Antioquia.

Estas intervenciones se suman a los avances del plan de modernización de subestaciones de EPM, que busca preparar la infraestructura energética para enfrentar los retos del desarrollo regional, la integración de nuevas tecnologías y el crecimiento de los territorios.

¿Qué es una subestación de energía?

Una subestación de energía es como un gran corazón del sistema eléctrico: recibe la energía que viene por las líneas de transmisión a altos voltajes, la transforma a niveles adecuados y la envía a diferentes zonas del territorio.

La subestación protege la red y permite maniobrarla, monitorearla y operarla ante cualquier eventualidad. Sin una subestación funciona bien, la energía circula con calidad y continuidad. Por ello, estas infraestructuras son esenciales para que las ciudades, los comercios, el transporte y la industria puedan operar todos los días.

Enel Colombia inició 2026 consolidando hitos que aportan a la transición energética y fortalecen la infraestructura eléctrica del país.

Durante el primer trimestre del año, la compañía puso en operación uno de los parques solares más grandes de Colombia y avanzó significativamente en la puesta en marcha de un nuevo proyecto de generación renovable.

Además, adelantó modernizaciones y trabajos de fortalecimiento de la red en más de 15 municipios de Cundinamarca, con el objetivo de robustecer la infraestructura, mejorar la resiliencia del sistema eléctrico y asegurar la confiabilidad del servicio.

Estos avances operativos estuvieron acompañados por inversiones de 346.187 millones de pesos, dirigidas a mejorar la confiabilidad del sistema, fortalecer la resiliencia de la infraestructura eléctrica y asegurar un suministro cada vez más eficiente y sostenible para los clientes, especialmente ante escenarios de variabilidad climática, como la actual ola invernal y eventuales periodos de sequía.

En un entorno de mercado caracterizado por una alta hidrología, Enel Colombia alcanzó un margen de contribución de 2,26 billones de pesos, manteniéndose estable frente al mismo período de 2025.

Al cierre del trimestre la compañía registró un EBITDA consolidado de 1,91 billones de pesos y una utilidad neta de 863.447 millones, en un contexto de menores precios de energía y mayores presiones tributarias frente al año anterior.

Generación: energía solar a gran escala

En el negocio de generación, Enel Colombia siguió fortaleciendo su apuesta por una matriz energética más limpia, diversificada y de gran escala. Durante el primer trimestre del año entró en operación comercial de Guayepo III, ubicado en el municipio de Ponedera, con una capacidad de 180 MWac (267 MWp) y 457.764 paneles solares, capaz de generar alrededor de 531 GWh al año, energía suficiente para atender las necesidades de cerca de 873.000 personas.

A este hito se sumó el avance del Parque Solar Atlántico, ubicado en los municipios de Sabanalarga y Usiacurí, que inició la producción de energía, en una fase previa a la entrada en operación comercial, tras inyectar su primer kilovatio hora al Sistema Interconectado Nacional.

Este proyecto cuenta con una capacidad de 180 MWac (256 MWp), incorpora 403.920 paneles solares y generará cerca de 525 GWh al año, equivalentes al consumo de más de 737.000 personas. Además, ha generado más de 1.300 empleos, en su mayoría locales.

En conjunto, estos desarrollos, acompañados de iniciativas de manejo y protección ambiental, consolidan al departamento del Atlántico como uno de los principales clústeres solares del país.

Sumados a Guayepo I y II, los proyectos de Enel Colombia en la región alcanzan una capacidad instalada cercana a 730 MWac (985 MWp), reforzando el posicionamiento de la compañía en generación solar y su contribución a la diversificación de la matriz energética nacional.

Gracias a estos hitos, al 31 de marzo de 2026, la compañía se consolidó como el segundo mayor generador de energía del país por capacidad instalada neta, con una participación del 19,6 % en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), equivalente a 4.189 MW, respaldados por un portafolio diversificado de generación hidráulica, térmica y solar.

Distribución: una red más robusta y resiliente

Durante el primer trimestre de 2026, Enel Colombia avanzó en el fortalecimiento y modernización de la red de distribución en la región Bogotá–Cundinamarca, con acciones orientadas a mejorar la confiabilidad, flexibilidad y resiliencia del servicio.

Enel Colombia intensificó las acciones de mantenimiento preventivo sobre la red para reducir riesgos operativos y proteger la continuidad del servicio en medio de la temporada de lluvias.

La compañía realizó la gestión forestal de más de 100.000 árboles durante el primer trimestre de 2026, con una inversión estimada de 18.000 millones de pesos, en una estrategia orientada a fortalecer la resiliencia de la infraestructura frente a eventos climáticos.

Adicionalmente, durante el primer trimestre de 2026, Enel Colombia avanzó en la ejecución del plan Enel Corazón con más de 30 intervenciones en más de 15 municipios de Cundinamarca, donde un amplio grupo de trabajadores, entre personal operativo, técnico y forestal desplegó labores de mantenimiento, modernización de redes y poda preventiva, fortaleciendo la infraestructura eléctrica y contribuyendo a mejorar la continuidad y confiabilidad del servicio para miles de usuarios del departamento.

De otro lado, la tarifa de energía percibida por los usuarios regulados correspondiente a marzo de 2026 evidencia una reducción de 33,8 $/kWh (-3,9%), con respecto al mismo mes del año anterior. Esta variación se explica principalmente por la caída en la componente de generación de 44,3 $/kWh (-13,1%), resultado del efecto combinado de menor precio en bolsa por mayor nivel de aportes hídricos y la actualización de precios de los contratos de compra de energía.

Finalmente, en el municipio de El Calvario, Meta, la compañía entregó infraestructura eléctrica que permitió llevar el servicio a 26 familias rurales que no contaban con acceso a energía, complementando este avance con iniciativas de acompañamiento social para promover un acceso efectivo y seguro.